蒙西新能源电力交易生变数
在蒙西，新能源企业卖电给多晶硅生产厂，1度电能卖多少钱？答案是——0.0557元。“嗬，一度电才5分多钱，够便宜的。”听到这样的价格，有行业人士说，“发电企业居然能答应？这个价格卖，不亏本吗？”近日，蒙西地区多家新能源发电企业向记者反映，2016年以来，在与当地战略性新兴特色优势产业进行“专场交易”的过程中，发电企
据悉，为保障风电、光伏发电的持续健康发展，2016年，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，明确规定了风电和光伏发电重点地区的最低保障收购年利用小时数。按照相关规定，最低保障收购小时数内的发电量，电网企业需按照包含国家补贴的标杆上网电价进行收购结算。以蒙西地区风电为例，如项目在2015年内核准建设，则最低保障性收购小时数内的电价可以达到0.49元/度。
“近两年来，蒙西地区风电项目的最低保障收购小时数为1500小时。保障了1500小时的收购，基本就保障了项目至少可以不亏钱。”张某坦言，“额外的电量通过市场交易，即便是价格很低，也总比弃掉强，所以这么多年大家也就这么过来了。”
“‘强制低价’政策的实施条件即将改变”“所以，这一‘强制低价’交易也应该相应改变”
5年都“这么过来了”，为何新能源发电企业突然要打破现状呢？
“我们现在掌握的情况是，明年开始蒙西新能源项目参与现货交易的规则将发生变化。可能是全电量进市场，也就是说，项目不再享受1500小时的最低保障性收购电量，全部要市场竞价；也可能是仅保留300-500小时的保障性收购电量，剩余绝大部分电量要市场竞价。”张某表示，市场竞争得出的最终电价势必会大幅低于当前0.49元/度的保障性收购价格。“价格下降这么多，项目会面临很大生存压力。”
除了保障性收购电量面临压缩，新能源项目还需要高价购入电力，满足负荷曲线的“考核”。“在现货市场中，新能源项目会像火电、水电等其他电源一样，分得自己的负荷曲线。新能源项目需要按照这条曲线的高低，相应调整自己的出力，这样才能完成电力交易。但新能源电力天生具有间歇性、不稳定性，在负荷曲线很高时，新能源项目可能因为风变小了、太阳被云遮住了等原因发不了电，导致无法满足负荷曲线的要求，因此需要花很高的价格去市场上购电才能履约。无论是在技术上还是在成本投入上，这对我们而言都是很大的挑战。”张某说。
在保障性收购、负荷曲线考核“一减一增”的背景下，如果还要拿出部分电量来执行0.05元/度的“强制低价”，那么蒙西新能源发电企业担心，项目的亏损风险将大大增加。
“我们现在想反映一下这个‘强制低价’的问题，希望能在这方面为企业找补回一点收益。”张某说，“毕竟新能源电力市场化交易是大势所趋，企业只能顺应这一趋势；但‘强制低价’政策的实施条件即将改变，因为要推动市场化交易，当初的1500小时保障政策肯定会变动的，所以，这一‘强制低价’交易也应该相应改变。0.05元/度的价格，实在是太低了。”
作者：姚金楠 贾科华 来源：中国能源报 责任编辑：admin
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